Stockage « mécanique » de l’énergie

Hydraulique

Air comprimé

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Le stockage Hydraulique

La capacité de stockage : le volume et la chute

l’énergie potentielle g h à convertir en électricité

P (kW) = h g Q rendement (de 0,75 à 0,90)h hauteur nette d’eau en mQ débit nominal en m3/s

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Le stockage Hydraulique

Deux grandes familles : les barrages et les stations de pompage

hydraulique au fil de l’eau station de pompage / turbinage

Les turbines : 4 types principaux

1. La turbine Kaplan (type axial) : faible chute (<10m) débit importantgenre hélice marine à pales orientables pour s’ajuster

2. La turbine Pelton (à impulsion): hautes chutes (10-500 m), faibles débitsroue à augets alimentée en eau haute pression par injecteurs

3. Turbine Francis (centrifuge) : moyenne chute (20-350 m), débit moyen

4. Turbine Crossflow (Banki-Mitchell) (à impulsion) : rendement moyen, peu utilisée.

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Technologie mature

Barrages : développement historique des technologies adaptées

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90%

80-95%

90-95%

80-83%

Station de Transfert d’Energie par Pompage STEP

STEP de Grand’Maison ≈ deux réacteurs nucléaires !

turbineheuresforte conso

pompageheuresbasse conso ~

schéma de principe

rendement : électricité produite/électricité consommée 82%

machinehydroélectrique

réversible

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+=

mais aussi possibilité d’échanger entre un bassin de surface et un aquifère

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STEP

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Avantages

source d’énergie totalement renouvelablenon polluantecoûts de fonctionnement et entretien faiblestechnologie maturelongue durée de vie (même après 50 ans)

temps de réaction très rapidefortes capacitéspuissance produite flexibleseule EnR à production à la demandedéphasage de capacité de source /solaire en saisonnier

STEP

Coût du système à technologie hydroélectrique

données moyennes pour petites centrales hydroélectriques de 125 kW et de 32,4 MW

Coût de la turbine : $450 - $600/kW

Coût total du projet : $1.000 - $2.100/kW 

Répartition des coûts :Génie civil 15 - 40%Matériel 30 - 60%

 Infrastructure 10 - 15%Coûts de construction 10 - 15%Durée moyenne de construction : 2-3 ansCoût d’exploitation et de maintenance : $0,01 –

0,02/kWhr

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Altitude terrain: 2726 ft (831m) POSITION(Coordonnées GPS):Latitude............44°31'08''N  Longitude.......005°44'15''E

Le site de Le Chatelet

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~ 100 m

Application à la centrale SOLENHA

Cahier des charges :20 MWe – 12h

Calcul en puissance :supposant un rendement de 80%calculer le débit pour une chute de 129 m

Calcul capacitif :en déduire le volume d’eau pour 12h de stockage

Encombrement :calculer le nombre de cuves de 15.000 m3

Hauteur = 14 m et Diamètre = 37 mou l’épaisseur d’eau sur la surface du terrain...

Pour comparaison :

ANDASOL (50 MW 7,5h 375 MWhe 1010 MWht)sensible/sel-fondu « Two-Tanks » T= 93°C: 2 cuves 14.250 m3

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Cahier des charges :20 MW – 12h soit 240 MWh (12 MW 144 MWhe)

Calcul en puissance :

P (kW) = H g QP = 0,8 129 9,81 QQ = 19,8 m3/s (11,9 m3/s)

Calcul capacitif :V = Q TV = 19,8 12 3600V = 855 360 m3 (513216 m3)

Encombrement : 56 cuves de H-14 m D-37,2 m (15.208 m3) (34 cuves ou 64 cm)

ANDASOL (50 MW 7,5h 375 MWhe 1010 MWht)sensible/sel-fondu « Two-Tanks » DT= 93°C: 2 cuves 14.250 m3

Application à la centrale SOLENHALab

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Autre solution : Le Barrage de Serre-Ponçon

P= 380 MWh= 129 mV= 1,2 milliards m3

surface 28,2 km2

débit= 300 Mm3/s

V = ?sur 28,2 km2

h = ? cm

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Autre solution : Barrage de Serre-Ponçon

P= 380 MWh= 129 mV= 1,2 milliards m3

surface 28,2 km2

débit= 300 Mm3/s

V = 513 216 m3

sur 28,2 km2

h = 1,8 cm

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En France un savoir-faire à exploiter...aussi dans ce domaine !

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CAES Compressed Air Energy Storage

rendement ~ 70-75%

stockage/déstockage thermique transformation ~ isotherme

si système adiabatique stockage thermique associé !

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schéma bloc CAESc’est aussi un système de stockage thermiqueforte puissance/capacité ...

pour limiter Tout et les pertes E : étages et échangeurs

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Electricité out/Electricité in ≈ 1,5

Combiné à une source énergétique : GN, fuel, ... biomasse, solaire !!!

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Avantages du CAES :

Stockage grande échelle : 50 – 300 MW,Peut stocker l’énergie sur de longues périodes (1 an),

Temps de réponse très court : 9 min à 12 min,

Exploitation d’un volume existant (réduction investissement),Volume de stockage invisible (acceptabilité),

Séparation des étapes compression/génération: on exploite en production 100% de la turbine à gaz (1/3 en conventionnel pour comprimer le gaz à l’entrée).

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CAES Compressed Air Energy Storage

Inconvénients du CAES :

Besoin d’une caverne pour être low-cost,Aspects de corrosion à traiter sur de l’air comprimé humide,Surveillance nécessaire de la « structure »,

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HUNTORF GermanyE.N. Kraftwerke1978 (30 ans !) 580 MWh

première CAES au mondedeux cavernes de 150.000 m3 chacuneH-200 m; D-30 mprofondeur 600-800 mPressions: 43-70 barsVitesse de décompression max : 15 bars/h290 MW pendant 2h60 MW pendant 12h

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Retour d’expérience

Deux cavernes : avantages- redondance pour maintenance,- remise en pression plus rapide en cas de remise à Patm,- minimum de 13 bars pour démarrer le compresseur (besoin d’un compresseur mobile au démarrage).

problème de tenue des canalisationsen fibre de verre/polymère

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Retours d’expérience : Huntorf

Mesures Laser sur la structureentre 1984 et 2001 : pas d’effet

échanges thermiques avec la paroisur une épaisseur de 1 m environ

Retours d’expérience : HuntorfLab

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McIntosh Alabama USAAlabama Electric Corporation1991 110 MW

Caverne de sel « cylindrique »creusée par dilution à l’eau profondeur 450-750 mH-300 m D-80 m538.000 m3 Pressions : 45-76 barsCapacité : 110 MW pendant 26 hDémarrage en 15 minConsommation 30% GN (conv 40%)première CAES à récuperateur

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Retour d’expérience

Norton Ohio USANES Norton Energy Storage2700 MW

Volume: 10 millions m3 mines de calcaire disponibles9 turbine Alstom 300 MWPH = 100 barsturbine à gaz + fuelL

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Retour d’expérience

CAES avec compensation de Pression

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Quelques perspectives d’amélioration

Stockage thermique :capacité 1.200 MWth, T~ 600°Cmatériaux résistants en T et P et corrosion !

Compresseurs adaptés :domaines de T et P (600°C, 160bars)haut rendement, débit variable, temps de réponse court (qq min)

Turbines Air :nouvelles nécessaires 300 MWdomaines de T, P, Q.

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Application à SOLENHA

Cahier des charges :Puissance 20 MWedurée 12h

hypothèses de travail :

rendement : 75%

(1) type « Huntorf »: PH = 70 bars, PB = 43 bars, T= 293 K

(2) type « Hautes »: PH = 100 bars, PB = 50 bars, T= 293 K

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Application à SOLENHA

Cahier des charges :Puissance 20 MWedurée 12h

Le travail c’est celui récupéré lors de la détente isotherme du gazde PH à Patm :

WHatm = ∫ P dV = ∫ (nRT/V) dV transformation isotherme :

= nRT ∫ dV/V = nRT ∫ dP/P = nRT ln(PH/Patm)

WHatm = n RT ln(PH/Patm)

avec n le nombre de moles d’air concernées !

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nombre de moles d’air concernées :

nH

PH

V, T

nB

PB

V, T

n = nH – nB = (PH V/RT) – (PB V/RT) = V (PH – PB) / (RT)

ce sont celles qui ont quitté le volume ... qui lui, est passé de PH à PB

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hypothèses de travail : « Huntorf » PH = 70 bars, PB = 43 bars, T= 293 K

n = V (70 – 43) 105 / (RT)

W = 20 12 3600 = 864.000 MJ (518.400 MJ)

rendement de 75%

Wcorr= 1.152.000 MJ = n RT ln (70/1) = V (PH – PB) ln (PH/Patm)

V = 100.427 m3 (60.256 m3)

comparaison « Huntorf » : V = 100.427 580MWh/240MWh = 242.700 ≈ 300.000 m3

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Autres hypothèses « Hautes » :

PH = 100 bars, PB = 50 bars, T= 293 K

W = 20 12 3600 = 864.000 MJ

rendement de 75%

Wcorr= 1.152.000 MJ = V (100 – 50) ln (100/1)

V = 50.000 m3 (30.000 m3)

Question :

Y-a-t’il une caverne de 50.000 à 100.000 m3 sous Le chatelet ???

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C’est peut-être une grande idée de construire des CES en montagne …